高阶煤储集层气水赋存模式的划分与应用

刘忠，王宁，张永平，鲁秀芹，李正，高燕

（1.中国石油集团 煤层气开采先导试验基地，河北 任丘 062552；2.中国石油 华北油田分公司 勘探开发研究院，河北 任丘 062552；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580）

目前广泛认为煤层气主要以吸附态赋存在煤层中，有别于呈游离态赋存的常规天然气。中国煤层气资源主要赋存在地质条件复杂的晚古生界—中生界含煤层系，具有煤储集层渗透率低、地层压力低、含气饱和度低和非均质性强的特征[1]。明确煤层气的原始气水赋存孔隙半径，关系到原始煤储集层评价及含气量计算，对后期压裂改造和排采具有重要指导意义，气水赋存伴随着能量的动态平衡，对气水赋存模式的认识程度会影响煤层气地质选区的成功率。

中国学者从成藏的角度来考察煤层气成藏赋存条件及其配置关系，对不同类型的地质构造而言，煤层气成藏的构造动力学、热力学及地下水动力学条件各有不同。中国东部晚古生界煤层气富集的古热场具有多期多热源叠加的特征，包括：①在燕山运动期的二次有效受热（二次生气）；②二次有效受热条件下的生气过程和生气阶段；③生气作用停止后煤层的埋藏历史[1]。另外，地下水及气水两相作用在成藏过程中发挥重要作用，足够的水能支撑裂缝，有利于煤层气的富集与保存。同时按水文地质条件划分为水动力运移逸散控气、水力封闭控气和水力封堵控气3类[2-3]，以上成藏过程对微观气水赋存规律有重要影响。

本文首先利用分子模拟技术分析了微观气水赋存规律，从压力平衡角度划分不同区域气水赋存模式，论证了微孔圈闭气赋存机理，考虑微裂缝与低渗裂缝动边界效应，建立气水压力平衡方程，为煤层气井压裂后排采优化提供技术指导。

1 微孔圈闭气形成机理

地质作用对孔隙的吸附性具有重要影响[4]，主要包括地层抬升或沉降对微孔的应力作用，岩浆侵入对煤层气造成的二次生气及运移作用，水动力系统造成的封闭、逸散等。目前有学者认为在煤层气高产区存在圈闭游离气[5]和微孔超压环境[6]。在自由气形成阶段，游离态甲烷会驱替部分原生孔隙中的水，表现为固气吸附通常发生在次生孔和原生孔中；而固液吸附位于单相液与固相直接接触处，发生在原生孔中[7]，在固液吸附中，水中的气相通常难以成为连续相，降压解吸困难，因此高产区更易于满足固气吸附特征，微孔气相与水相平衡；部分学者认为存在液相吸附和复合吸附，其对煤层气的产出有重要影响[8-10]。

1.1 分子模型与方法

利用分子动力学模拟研究煤层气在高阶煤纳米孔隙内的赋存模式。高阶煤分子模型以郑庄区块4 块煤样元素分析结果为依据（表1），选取Fuchs模型（C135H95NO9S）进行模拟[10]。高阶煤分子模型碳含量为85.04%，氢含量为4.99%，氮含量为0.73%，硫含量为1.68%。构建高阶煤纳米孔隙[11]，孔隙上、下壁面分别由8 个高阶煤分子通过等温等压系统模拟得到。分别利用甲烷分子和水分子表征煤层气和地层水，高阶煤分子和甲烷分子力场采用全原子力场，水分子使用扩展的单点电荷水模型及其力场参数。模拟时忽略虚拟原子与甲烷分子、水分子和高阶煤分子之间的相互作用。孔隙为H×3.90 nm×4.78 nm，H为孔隙直径，模拟盒子为9.73 nm×3.90 nm×11.30 nm。

Results of element analysis of coal samples from Zhengzhuang block

模拟开始前，先在模型孔隙内插入一定量的甲烷分子，使用最速下降法进行能量最小化，通过不断调整各个原子的位置，获得稳定的初始构型。然后利用V-rescale 算法控制体系的温度为25 ℃，设置时间步长为2 fs，进行1 ns的模拟使体系达到平衡，继续进行5 ns的模拟用于数据收集和分析。

模拟中仅考虑甲烷分子键和键角相互作用；高阶煤分子和虚拟原子采取位置限制，仅考虑静电力和范德华力的相互作用，截断半径为1 nm。模拟体系3 个方向均采用周期性边界条件，使分子数保持稳定。分子动力学模拟用GROMACS 完成，根据平衡后裂缝外的甲烷分子数，由范德华方程计算得到模型压力。

1.2 模拟结果

（1）煤层气在干燥裂隙内的赋存模式 通过改变孔隙直径，得到甲烷分子在高阶煤不同直径孔隙内的吸附量[11]。模拟结果表明，在压力低于40 MPa 时，煤层气不能进入直径小于0.60 nm的孔隙（图1）。

图1 不同直径孔隙内煤层气吸附量随压力的变化Fig.1.Variations of coalbed methane adsorption with pressure in pores of different diameters

（2）煤层气在含水裂隙内的赋存模式 对于裂隙含水情况，水分子优先吸附在亲水位点上形成小的水分子团簇，含水率增大时，水分子团簇增大，最终两侧的水分子团簇连接形成水桥[11]。煤层中的水分子对甲烷分子的吸附影响不可忽略，含水率越高，甲烷分子的吸附量就越小。通过计算甲烷分子和水分子在石墨烯壁面附近的自由能分布可知，甲烷分子在壁面附近具有比水分子更低的自由能[12]（图2），因此，甲烷分子在石墨烯壁面的聚集是一个自发的过程。

图2 甲烷和水在石墨烯壁面附近的自由能分布Fig.2.Free energy distribution of methane and water near the graphene wall

2 微孔圈闭气赋存模式

2.1 成藏作用对气水赋存的影响

在煤层气成藏和逸散过程中，经过了复杂的物理化学变化，有机质不断转化为气体和水，孔隙内存在气水界面，产生毛细管力和黏滞力，使得微孔内气相压力远高于静水柱压力，形成微孔超压赋存环境。

微孔圈闭游离气饱和度相对较低。固液吸附时，气水接触，受到微孔毛细管力和黏滞力作用，需要降低基质中束缚水压力后，吸附气才能采出；固气吸附时，吸附气和圈闭气不存在相间界面，吸附平衡压力相等，外界体相水压力降至临界解吸压力后，随着圈闭气压力降低，吸附气解吸产出（图3）。束缚水存在于基质和裂缝内部，阻碍解吸气和游离气的产出，吸附气在游离气环境中满足固气吸附条件，更易解吸，地层测试获取的地层压力不能反映基质压力大小。

图3 考虑游离气和束缚水的煤层气解吸Fig.3.Schematic diagrams of coalbed methane desorption considering free gas and irreducible water

2.2 煤储集层气水赋存模式

煤层气藏是典型的多尺度、多场耦合和多流动模式的动力学体系[13-18]，煤层气依靠系统能量平衡和煤层吸附能力赋存在煤层中，煤层气藏对外界干扰响应比常规天然气藏更为敏感，表现为构造应力对煤层气富集区的控制作用；地下水动力系统与煤层气聚集关系及机制；热力场控制煤层气储集和分布的特征和机理；动力条件耦合与煤层气富集高渗区展布，煤级是控制煤层气富集程度的关键因素之一，甲烷的吸附—解吸—运移伴随整个煤层气成藏及开发过程。根据微裂缝模型和边界层理论，建立考虑低渗裂缝动态边界效应的动态平衡赋存模型（图4），对低渗煤层中多层裂缝解吸气驱水过程作如下合理假设：①微孔中煤层水流动存在启动压力（或排驱阈压）；②原始赋存模式下存在圈闭气和气水界面，气和水在毛细管及微裂缝中做层流；③气驱水存在束缚水及水膜，水相渗流存在边界层，不考虑水的屈服应力；④吸附气和圈闭气保持固气平衡吸附，满足兰氏方程。

图4 微裂缝气水两相流动模型（逸散模式和封存模式）Fig.4.Gas/water two⁃phase flow models in microfractures(escaping mode and occluding mode)

根据低渗边界层厚度公式：

另外，水相流动驱动力可表示为2Δplr，黏滞力可表示为2Llτ，稳定流动时，两者相等：

依据黏滞力方程：

将（3）式代入（2）式，整理得：

对（4）式积分：

同一裂缝内，忽略气相黏滞力，气驱水时解吸气流速：

考虑边界层效应的水相流速：

设气水为连续稳定流动，vg=vwb，令p′1-p′2=pc，当压力梯度很小时，液相难以被驱动，当压力梯度较大、边界层厚度较小时，忽略高阶项，整理（12）式和（13）式，得气驱水型赋存压力动平衡公式（逸散模式）：

则水侵入型赋存压力动平衡公式（封存模式）：

进而得到圈闭气压力保存条件下的气相压力：

其中，毛细管力方程：

对于亲水煤层逸散模式，驱替压力梯度要同时克服水相压力、毛细管力及微孔壁面黏滞力的作用，圈闭气才能释放；对于封存模式，毛细管力是侵入动力，黏滞力为侵入阻力，当微孔中存在一定压力的圈闭气时，水不能无限进入赋存孔隙。（15）式和（16）式能表征煤储集层不同成藏阶段气水赋存平衡及运移过程中的压力关系，表明气水两相运移过程中存在阈压效应，上述压力平衡模拟基于毛管束模型。

由于煤储集层具有低孔低渗特征，可将其气水赋存模式划分为4种（图5）：①气水平衡界面在很小直径的孔隙中，基质圈闭游离气含量低，吸附气含量较低，原始束缚水含量高，测试含气量低，临界解吸压力低，气井基本无产能；②气水平衡界面在很小直径的孔隙中，基质圈闭游离气含量低，吸附气含量高，原始束缚水含量高，测试含气量高，临界解吸压力低于理论解吸压力，游离气圈闭在较小孔隙中，储集层压力小于理论解吸压力时，解吸气才能有效产出，气井具有一定产能，解吸压力较低时，难以实现高产；③基质游离气含量高，吸附气含量高，原始束缚水含量低，测试含气量高，临界解吸压力与理论解吸压力接近，气井具有较高产能；④基质游离气含量高，吸附气含量高，原始束缚水含量低，测试含气量高，临界解吸压力高于理论解吸压力，气井产水较少，具有高产稳产特征。

图5 不同圈闭条件下微观气水赋存模式Fig.5.Microscopic gas/water occurrence models in different traps

对不同地质区域进行气水赋存模式划分，如沁水盆地南部马必东区块，应力挤压区气井解吸压力较高，伴随煤体结构破碎，游离气含量高，排采时产水较少，为第Ⅳ类气水赋存模式；平缓区原生结构煤符合第Ⅲ类气水赋存模式；沟通含水层逸散带或低应力区符合第Ⅰ类和第Ⅱ类气水赋存模式，圈闭游离气含量低，临界解吸压力普遍低于理论解吸压力（图6）。

图6 不同地质区域气水赋存平衡模式Fig.6.Gas/water occurrence models in different geological regions

3 实例应用

对比郑庄区块和马必东区块岩心含气量测试数据（表2），郑庄区块逸散气含量较低，等温吸附实验计算的理论解吸压力高于临界解吸压力，表现为第Ⅱ类气水赋存模式；马必东区块逸散气含量较高，理论解吸压力接近临界解吸压力，表现为第Ⅲ类和第Ⅳ类气水赋存模式。

表2 沁水盆地南部郑庄区块和马必东区块岩心含气量测试数据Table 2.Measured gas contents in cores from Zhengzhuang block and Mabidong block in southern Qinshui basin

对煤岩原生结构和压裂方式相同，排采制度接近，不同气水赋存模式下的排采井进行分析，Z01 井含气量高，解吸压力高，日产气量高，临界解吸压力低于理论解吸压力，为第Ⅱ类气水赋存模式；Z02 井含气量低，解吸压力低，日产气量低，为第Ⅰ类气水赋存模式；A02 井和A04 井含气量高，解吸压力高，日产气量高，临界解吸压力高于理论解吸压力，为第Ⅲ类和第Ⅳ类气水赋存模式（图7）。

图7 不同气水赋存模式井的排采曲线对比Fig.7.Production curves from wells with different gas/water occurrence models

4 结论

（1）利用分子模拟技术分析了煤储集层气水赋存机理，无水状态甲烷在直径为2 nm 的孔隙中，受壁面吸引力影响，主要吸附在壁面附近形成吸附相。煤层水与甲烷竞争吸附，甲烷优先吸附在石墨烯壁面上，逐渐增加含气饱和度，吸附在石墨烯壁面上的水逐渐被甲烷取代。

（2）综合微裂缝模型、边界层理论和低渗裂缝动边界效应，建立动平衡赋存模型，明确了气水相压力、毛细管力和黏滞力三者的平衡关系，并将气水压力平衡模式划分为逸散模式和封存模式2种。

（3）将煤储集层气水赋存模式分为4 类，第Ⅰ类和第Ⅱ类气水赋存模式普遍具有临界解吸压力低于理论解吸压力的特征，第Ⅲ类和第Ⅳ类气水赋存模式普遍具有临界解吸压力接近理论解吸压力的特征，说明储集层成藏条件对微观气水平衡具有不同的影响。

符号注释

A——渗流截面，cm2；

b——裂缝直径，μm；

c——边界层系数，MPa-1；

l——截面上裂缝长度，cm；

L——压力作用距离，cm；

p1——基质气相压力，10-1MPa；

p′1——弯液面处气相压力，10-1MPa；

p2——裂缝水相压力，10-1MPa；

p′2——弯液面处水相压力，10-1MPa；

pc——毛细管力，10-1MPa；

pg——逸散模式下的气相压力，10-1MPa；

q——体积流量，cm3/s；

qf——单条裂缝流量，cm3/s；

r——微孔隙半径，cm；

t——渗流时间，s；

v——渗流速度，cm/s；

vg——解吸气流速，cm/s；

vgw——气驱水流速，cm/s；

vw——水相流速，cm/s；

vwb——考虑边界层效应的水相流速，cm/s；

vwg——水驱气流速，cm/s；

x——气驱水运移距离，cm；

δ——边界层厚度，cm；

θ——润湿角，（°）；

τ——黏滞力，MPa；

μ——流体黏度，mPa·s；

μg——气相黏度，mPa·s；

μw——水相黏度，mPa·s；

σ——气水界面张力，mN/cm；

Δp——驱替压差，10-1MPa；

∇p——液相驱替压力梯度，MPa/cm。